Месторождения с гидрофобным коллектором

Последнее сообщение
tikiero 516 7
Апр 12

Коллеги, нужна помощь!

На тему гидрофобности горных пород прочитано много книг, поэтому ссылки (а также цитаты) на литературные источники уже не интересны. Интересно Ваше личное мнение, основанное на личном опыте работы. Интересуют следующие вопросы:

1. Название российских месторождений нефти с гидрофобным коллектором желательно с указанием недропользователя.

2. Разработка гидрофобных коллекторов. Не удивлюсь, что по факту кому-то довелось наблюдать такое, что в книжках не написано.

3. Расчет ОФП и их интеграция в гидродинамическую модель. Насколько мне известно (а я могу ошибаться) в Eclipse принимается единая фазовая проницаемость для всего месторождения. А для гидрофобного коллектора в зависимости от величины смачиваемости ОФП будут меняться как по вертикали так и по горизонтали. Как это все учитывается?

4. Какова методика исследования керна? Ведь при экстракции образцов происходит их частичная или полная гидрофилизация. Как Вы с этим боролись?

5. Как изменяется методика интерпретации данных ГИС?

6. Реально ли на количественном уровне определить смачиваемость методами ГИС?

7. Каковы методы увеличения нефтеотдачи? В идеале интересуют конкретные композиции химических реагентов, которые будут добавляться в воду при ППД или использоваться при различных ГТМ.

8. Особенности вскрытия гидрофобных коллекторов.

Буду признателен всем за помощь.

tikiero 516 7
Апр 12 #1

Неужто перевелись на земле русской геологи, имеющие опыт работы с гидрофобным коллектором?

VIT 1077 12
Апр 12 #2

2. Подход к разработке ничем не отличается от гидрофильных пластов. Разница будет выражаться в разных ОФП и капиллярках. Если вязкость нефти маленькая то характеристика вытеснения будет почти такая же, хуже когда нефть вязкая.

3. Не уверен почему смачиваемость будет менятся по горизонтали, в районе переходной зоны и в аквифере возможно понадобиться другой набор ОФП и капиллярных кривых. Как мне кажется в песчанниках не бывает 100% гидрофобности, обычно наблюдается смешенная смачиваемость. На тех месторождениях что я видел даже где однозначно говорится о гидрофобности капиллярки показывают смачивамость по обеим фазам в зависиости от насыщения. Про карбонаты не знаю.

4. Есть такая тема. Общепринятым считается так называемое старение керна, когда после эктракции керн насыщают реальной пластовой нефтью и помещают в духовку недели на две. Сколько я разговаривал с людьми из лабораторий все понимают неоднозначность, но лучше пока ничего не придумали. Есть еще critical point drying, на тех месторождениях где это делали меня обычно это мало интересовало, так что не знаю насколько это может помочь.

6. Ни разу не встречал.

tikiero 516 7
Апр 12 #3

To VIT

2. Подход к разработке ничем не отличается от гидрофильных пластов. Разница будет выражаться в разных ОФП и капиллярках. Если вязкость нефти маленькая то характеристика вытеснения будет почти такая же, хуже когда нефть вязкая.

Бытует мнение, что закачка пресной воды в гидрофобный коллектор смерти подобна. Вроде как вода блокирует поры и препятствует движению нефти, образуя «пальцы», по которым происходит преимущественная фильтрация нефти. Слышал, что на Ближнем Востоке в воду при ППД добавляют какие-то ПАВ, повышая таким образом КИН. Может кто-то знает более подробно про такое.

3. Не уверен почему смачиваемость будет менятся по горизонтали, в районе переходной зоны и в аквифере возможно понадобиться другой набор ОФП и капиллярных кривых. Как мне кажется в песчанниках не бывает 100% гидрофобности, обычно наблюдается смешенная смачиваемость. На тех месторождениях что я видел даже где однозначно говорится о гидрофобности капиллярки показывают смачивамость по обеим фазам в зависиости от насыщения. Про карбонаты не знаю.

Если по горизонтали происходило, например, фациальное замещение пород, то, наверняка, это сопровождалось изменением минерального состава скелета, цемента и структуры порового пространства. Как следствие, это может привести к перераспределению центров адсорбции фильной и фобной фазы. К слову сказать, именно такая ситуация и наблюдается. С капиллярками другая проблема. Эксперименты проводятся на экстрагированном керне, как правило, без старения. Такие образцы могут быть сильно гидрофилизироваться в процессе экстракции (в зависимости от типа экстрактора). По факту же in situ образцы более фобны. Поэтому, на мой взгляд, в случае гидрофобного коллектора капиллярки, полученные на керне, не совсем правомерно сразу переносить в гидродинамическую модель. С ними нужно что-то сделать. Только вот что именно?

4. Есть такая тема. Общепринятым считается так называемое старение керна, когда после эктракции керн насыщают реальной пластовой нефтью и помещают в духовку недели на две. Сколько я разговаривал с людьми из лабораторий все понимают неоднозначность, но лучше пока ничего не придумали. Есть еще critical point drying, на тех месторождениях где это делали меня обычно это мало интересовало, так что не знаю насколько это может помочь.

А как контролировать процесс старения керна? Как понять, что образец состарился и достиг естественно смачиваемости? Можно рассказать поподробнее про «critical point drying». Впервые такое слышу.

VIT 1077 12
Апр 12 #4

Дешевле и надежней воды пока ничего не придумали так что приходится ее качать даже где фазовые и мобильность не очень удачные. Все упирается в вязкость нефти. Есть такой пример в Северном Море, где много лет не качали воду в гидрофобный карбонатный коллектор, потом передумали и получили отличные результаты.

Не скажу за карбонаты, но для песчанников кварц сам по себе гидрофильный поэтому основной механизм гидрофобности это выпадение осадков из самой нефти, поэтому и не наблюдается латеральной изменчивости. Наверняка есть экзотичные случаи, но их надо рассматривать отдельно. Если есть подозрения на гидрофобность то старение, как мне кажется, абсолютно необходимо. Да никак они не понимают состарился он или нет, держат просто фиксированное время, скажем две недели.

Critical point drying это когда после промывки тоулолом или другой какой-то дрянью не ставят керн на осушку в печь, а применяют переход за пределами критичной точки на фазовой диаграме. Короче говоря вместо перехода жидкость-газ делают переход критичный флюид-газ. Считается что это позволяет избежать сильного поверхностного натяжения которое разрушает некоторые глины в поровом пространстве.

 

tikiero 516 7
Окт 12 #5

Решил поднять тему вновь, авось кто откликнется еще

Aidos_kz 102 5
Сен 13 #6

tikiero пишет:

Решил поднять тему вновь, авось кто откликнется еще

Добрый день! И что вы можете добваить еще по этой теме? Нашли ли вы ответы на те 8 вопросов что есть в начале?  У меня сейчас такая же проблема, но мы тока предпологаем что это гидрофильный коллектор. 

tikiero 516 7
Сен 13 #7

Aidos_kz пишет:
tikiero пишет:

Решил поднять тему вновь, авось кто откликнется еще

Добрый день! И что вы можете добваить еще по этой теме? Нашли ли вы ответы на те 8 вопросов что есть в начале?  У меня сейчас такая же проблема, но мы тока предпологаем что это гидрофильный коллектор. 

Если очень коротко, то сформулировать полученную информацию можно следующим образом.
1. У ТНК-Нягань есть небольшое фобное месторождение, но они на этот счет особо не заморачиваются. 
У "Башнефти" имеется три месторождения с очень фобным коллектором. С одним еще не знают что делать (и я забыл как оно называется). Второе - Вал Гамбургцева. Третье - месторождение им. Требса и Титова.
У Дагнефти было месторождение (забыл его название), представленное фобными глинами.
В ТНК-Уват имеется месторождение Урненское. Они тоже насчет этого не заморачиваются.
Продуктивные отложения баженовской свиты во многих местах гидрофобны. Но с баженовской свитой до сих пор много чего неясно.

Это то, что вспомнил на память.
2. Оба месторождения в Башнефти работают на истощении. У одного из них активный аквифер, поэтому за несколько лет разработки пластовое давление до сих пор не упало (при неизменном ГФ). А Вал Гамбургцева работает на истощении в режиме периодической эксплуатации. Насчет Требса  Титова мне отказались информацию отдавать.
3. На месторождении Вал Гамбургцева использовали ОФП, полученные при пропитке и дренаже. По данным ГИС выделяется несколько типов фаций для каждой из которых своя ОФП. Это все загружается в ГДМ. В Эклипсе загружаются ОФП, полученные при дренаже. Выше определнной водонасыщенности движение нефти резко прекращается.
4. Нужно отбирать изолированный керн. Исследования проводить до экстракции, после экстракции и после старения. Смачиваемость определять методом USBM.
5. Надо научиться по ГИСам определять ОФП. В комплекс ГИС добавить стационарные замеры ЯМК (для идентификации флюидов в зоне исследования ЯМК и более точного определения Кно). Уравнение Дахнова для количественной оценки нефтенасыщенности не работает. Вместо Дахнова необходимо использовать уравнение Монтарона.
6. Нет
7. Все это есть в SPEшных статьях. Нового не нашел.
8. Вскрытие на нефти улучшает последующую отработку скважин при вызове притока. Если буровой раствор на воде, то нужно специальным образом подбирать размер дисперсной фазы бурового раствора с тем, чтоби минимизировать проникновение ФБР в пласт.

Вкратце как-то так.

Aidos_kz 102 5
Сен 13 #8

tikiero][quote=Aidos_kz][quote=tikiero пишет:

Вкратце как-то так.

Вы можете скинуть spe статьи или дать ссылку. За ранее благодарен! 

 

Fottt 17 8
Сен 13 #9

Пункт 4 он же 8.
Керн отбирают выше ВНК и ниже ГНК максимально возможным диаметром. Отбирать керн на специальмом "бланд" РВО - основной состав: пресная или морская вода, барит или CaCo3 в качестве утяжелителей, бентонит или полимеры для контроля фильтрации, PH в пределах 7-8.5 посредством NaHCO3.  Никакой соляры, ингибиторов коррозии, бактерицидов.
После отбора керн в парафин, или герметичную запаиваемую пленку. Если между отбором и проведением ОФП в лаборатории, больше чем несколько месяцев - керн хранить в рассоле по свойствам близкому к пластовому. Керн не перемораживать, минимизировать контакт с кислородом. Образцы не экстрагируются, исследования проводят на составных образцах (3-6 в ряд), при пластовых давлении и температуре с использованием пластовой нефти и близкого по свойствам рассола, исследования на установившемся режиме.
Существует мнение, что старение в большинстве случаев "не работает" (чтобы там не втирали лабы) - то, что формировалось в маштабах геологическогог времени - вряд ли можно воссоздать даже за 1000 часов.
Я лично ни разу не видел вживую данных полученых с соблюдением всех этих условий, хотя они безусловно есть. Но думается их очень, очень мало - тем более в Рашке.

 

Aidos_kz 102 5
Сен 13 #10

Fottt пишет:
Пункт 4 он же 8.

 

У меня сложилась такая ситуация, мы предпологаем что в коллектор гидрофильный, но пока не провели никаких исследовании чтобы это обосновать. Каким образом можно без спец исследовании указать что коллектор может быть гидрофильным или фобным? Тока используя стандартные кривые, и стандатрыне исследования керна. Скаважина уже пробурилась, и был изъят керн - известняк, пористость 10%, гориз и верт трещинами. Подозрение В том что оно гидрофлиьное исходит из за того что скважина, быстро обводняется. То есть был записан PLT
, и в режиме статике идет нефть с дебитом 7 кубов, динамике1 после открыте скв дебит нефти 81 кубов, воды 42, после часа проведение Д1 динамика2 дебит нефти 14, воды 54 куба.  Интевал перфорации выше ВНК на 7м. 

Что посоветуете для определения хоть и косвенными методами гидрофильного/ фобного коллектора ?

 

dane 62 7
Сен 13 #11

1. талаканское - сургутнгз

RomanK. 2146 10
Сен 13 #12

Aidos_kz пишет:
Fottt пишет:
Пункт 4 он же 8.

 

У меня сложилась такая ситуация, мы предпологаем что в коллектор гидрофильный, но пока не провели никаких исследовании чтобы это обосновать. Каким образом можно без спец исследовании указать что коллектор может быть гидрофильным или фобным? Тока используя стандартные кривые, и стандатрыне исследования керна. Скаважина уже пробурилась, и был изъят керн - известняк, пористость 10%, гориз и верт трещинами. Подозрение В том что оно гидрофлиьное исходит из за того что скважина, быстро обводняется. То есть был записан PLT
, и в режиме статике идет нефть с дебитом 7 кубов, динамике1 после открыте скв дебит нефти 81 кубов, воды 42, после часа проведение Д1 динамика2 дебит нефти 14, воды 54 куба.  Интевал перфорации выше ВНК на 7м. 

Что посоветуете для определения хоть и косвенными методами гидрофильного/ фобного коллектора ?

 

Приведенные данные по обводнению не показатель фобности. кажется фильность/фобность для разработки отражается в ОФП, точнее в конечной точке по воде. Поэтому косвенно можно провести пробную закачку воды и по разности продуктивностей выйти на конечную точку по воде. Зачем только не понятно.

AlNikS 855 10
Сен 13 #13

Aidos_kz пишет:
Fottt пишет:
Пункт 4 он же 8.

 

У меня сложилась такая ситуация, мы предпологаем что в коллектор гидрофильный, но пока не провели никаких исследовании чтобы это обосновать. Каким образом можно без спец исследовании указать что коллектор может быть гидрофильным или фобным? Тока используя стандартные кривые, и стандатрыне исследования керна. Скаважина уже пробурилась, и был изъят керн - известняк, пористость 10%, гориз и верт трещинами. Подозрение В том что оно гидрофлиьное исходит из за того что скважина, быстро обводняется. То есть был записан PLT
, и в режиме статике идет нефть с дебитом 7 кубов, динамике1 после открыте скв дебит нефти 81 кубов, воды 42, после часа проведение Д1 динамика2 дебит нефти 14, воды 54 куба.  Интевал перфорации выше ВНК на 7м. 

Что посоветуете для определения хоть и косвенными методами гидрофильного/ фобного коллектора ?

 


Если добыча работает, а ППД-скважины принимать не хотят, то это признак фобности. При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом, а когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть.

asher forever 523 11
Сен 13 #14

Wasteland Rat пишет:
Aidos_kz пишет:
Fottt пишет:
Пункт 4 он же 8.

 

У меня сложилась такая ситуация, мы предпологаем что в коллектор гидрофильный, но пока не провели никаких исследовании чтобы это обосновать. Каким образом можно без спец исследовании указать что коллектор может быть гидрофильным или фобным? Тока используя стандартные кривые, и стандатрыне исследования керна. Скаважина уже пробурилась, и был изъят керн - известняк, пористость 10%, гориз и верт трещинами. Подозрение В том что оно гидрофлиьное исходит из за того что скважина, быстро обводняется. То есть был записан PLT
, и в режиме статике идет нефть с дебитом 7 кубов, динамике1 после открыте скв дебит нефти 81 кубов, воды 42, после часа проведение Д1 динамика2 дебит нефти 14, воды 54 куба.  Интевал перфорации выше ВНК на 7м. 

Что посоветуете для определения хоть и косвенными методами гидрофильного/ фобного коллектора ?

 


Если добыча работает, а ППД-скважины принимать не хотят, то это признак фобности. При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом, а когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть.

Если исходить из соотноешения Кпрод и Кприемистости, то получится в большинстве случаев, что конечная точка по воде в офп ниже чем по нефти. Тем не менее, коллектор при этом может быть фильным. т.е. соотношение концевых точек не показатель фобности.

AlNikS 855 10
Сен 13 #15

Поэтому я написал "признак" а не "критерий" :)

RomanK. 2146 10
Сен 13 #16

Вы же инженера, зачем плодите реальности.

"При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом" это описывается ОФП (http://www.spec2000.net/09-relperm.htm)
"А когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть" это вообще чудо-миф, но так-то описывается Коэффициентом вытеснения

При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. Есть байка, что выше 0.5 это фильность, ниже это фобность. Можете поискать, я так не скажу откуда.
 

asher forever 523 11
Сен 13 #17

у нас коллектор фильный концевая точка по воде 0,3
 

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #18

Aidos_kz пишет:
Fottt пишет:
Пункт 4 он же 8.

 

У меня сложилась такая ситуация, мы предпологаем что в коллектор гидрофильный, но пока не провели никаких исследовании чтобы это обосновать. Каким образом можно без спец исследовании указать что коллектор может быть гидрофильным или фобным? Тока используя стандартные кривые, и стандатрыне исследования керна. Скаважина уже пробурилась, и был изъят керн - известняк, пористость 10%, гориз и верт трещинами. Подозрение В том что оно гидрофлиьное исходит из за того что скважина, быстро обводняется. То есть был записан PLT
, и в режиме статике идет нефть с дебитом 7 кубов, динамике1 после открыте скв дебит нефти 81 кубов, воды 42, после часа проведение Д1 динамика2 дебит нефти 14, воды 54 куба.  Интевал перфорации выше ВНК на 7м. 

Что посоветуете для определения хоть и косвенными методами гидрофильного/ фобного коллектора ?

 

 гориз и верт трещинами.. а трещиноватость большая? если трещины большие, какая разница какой коллетор то.

И я всегда думал, что быстрое обводнение скважин - скорее признак гидрофобности, разве нет?

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #19

RomanK. пишет:
Вы же инженера, зачем плодите реальности.

"При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом" это описывается ОФП (http://www.spec2000.net/09-relperm.htm)
"А когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть" это вообще чудо-миф, но так-то описывается Коэффициентом вытеснения

При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. Есть байка, что выше 0.5 это фильность, ниже это фобность. Можете поискать, я так не скажу откуда.
 

Вы меня совсем запутали, пишите что При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. И приводите ссылку с противоположной картинкой. Имеется ввиду наверно точка пересечений кривых (у фобного коллетора точка смещена влево)?

AlNikS 855 10
Сен 13 #20

RomanK. пишет:
Вы же инженера, зачем плодите реальности.

"При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом" это описывается ОФП (http://www.spec2000.net/09-relperm.htm)
"А когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть" это вообще чудо-миф, но так-то описывается Коэффициентом вытеснения

При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. Есть байка, что выше 0.5 это фильность, ниже это фобность. Можете поискать, я так не скажу откуда.
 

Характеристика смачиваемости порового пространства - параметр первичнее, чем ОФП. ОФП не определяет смачиваемость, а наоборот. ОФП как раз инженерная условность, описывающая вытеснение в среднем по больнице. Смачиваемость же это напрямую физический параметр (замеряемый), определяемый углом смачивания при наличии двух фаз. Это и есть физическая реальность, в гидрофобном куске породы вода не проходит в поровую глотку, а если проходит, то ничерта оттуда не вытесняет, т.к. вся нефть прилипла к поре, а вода проскальзывает. Плохие ОФП лишь следствие этого процесса.

asher forever 523 11
Сен 13 #21

Eric_Cartman пишет:
RomanK. пишет:
Вы же инженера, зачем плодите реальности.

"При очень фобном коллекторе вода в пору входит с трудом" это описывается ОФП (http://www.spec2000.net/09-relperm.htm)
"А когда входит, пролетает мимо, оставляя всю нефть" это вообще чудо-миф, но так-то описывается Коэффициентом вытеснения

При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. Есть байка, что выше 0.5 это фильность, ниже это фобность. Можете поискать, я так не скажу откуда.
 

Вы меня совсем запутали, пишите что При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. И приводите ссылку с противоположной картинкой. Имеется ввиду наверно точка пересечений кривых (у фобного коллетора точка смещена влево)?


А точно подписи не перепутаны?

AlNikS 855 10
Сен 13 #22

Eric_Cartman пишет:

Вы меня совсем запутали, пишите что При любом раскладе фазовая по воде ниже чем по нефти, но для фобного - значительно ниже. И приводите ссылку с противоположной картинкой. Имеется ввиду наверно точка пересечений кривых (у фобного коллетора точка смещена влево)?

Скажем так, в "рабочем интервале насыщенностей при заводнении" эффективная проницаемость по воде выше чем по нефти в гидрофобном коллекторе. Если вы не заводняете пласт и у вас начальная водонасыщенность насыщенность в районе 30%, то вам пофиг какой коллектор. Как только начинаете заводнять - становится не пофиг.

AlNikS 855 10
Сен 13 #23

asher forever пишет:
А точно подписи не перепутаны?

Ничего не перепутано, справа гидрофобный коллектор.

Fottt 17 8
Сен 13 #24

Поровая глотка... думал все уже видел на своем веку, ан нет :)))))))

AlNikS 855 10
Сен 13 #25

Pore throat есть такой термин, да.

Fottt 17 8
Сен 13 #26

Термин то безусловно есть, но вот перевод :)) Сродни пресловутового  и так всеми у нас обожаемого "эффекта плеча" на каротажах.

AlNikS 855 10
Сен 13 #27

Я HWшник, мне простительно :)

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #28

Wasteland Rat пишет:

Скажем так, в "рабочем интервале насыщенностей при заводнении" эффективная проницаемость по воде выше чем по нефти в гидрофобном коллекторе. Если вы не заводняете пласт и у вас начальная водонасыщенность насыщенность в районе 30%, то вам пофиг какой коллектор. Как только начинаете заводнять - становится не пофиг.

Это в принципе совпадает с моими представленими о гидрофобности/фильности, спасибо)

RomanK. 2146 10
Сен 13 #29

Вот ещё почитать http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors07/sum07/p44_61.pdf
Страница 50, фобные/фильные отличаются последней точкой на водяной нитке фазовых. Это фазовая по воде при остаточной нефтенасыщенности. Ежели вода лезет в пласт, то какой хрен фильный он или фобный, надо знать это приемистость 20 м3/сут или 200 м3/сут. На какой ещё параметр при разработке месторождения может влиять смачиваемость?

AlNikS 855 10
Сен 13 #30

RomanK. пишет:
Ежели вода лезет в пласт, то какой хрен фильный он или фобный

Могу Талинку в пример привести. Видимо, кто разрабатывал ее в 90-е годы, примерно так же рассуждал.

RomanK. 2146 10
Сен 13 #31

RomanK. пишет:
А что с талинкой? Всё что я знаю, это просрали продуктивность по добывающим скважинам. Что с нагнетательными интересного? При начале нагнетания не только ОФП, проводят тест на смесимость, ну и глины конечно.

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #32

RomanK., идея то понятна, только не думаю что закачка воды покажет смачиваемость породы.
Все относительно, важно знать не то хорошо пласт принимает воду или плохо, а во сколько раз он принимает воду лучше/хуже чем нефть. Но закачивать нефть никто не даст :)
Опять же наличие трещин размоет все различие.

Другой вопрос - а зачем это? Для гидрофобных коллекторов уже придумали что-то лучше чем закачку воды?

AlNikS 855 10
Сен 13 #33

Eric_Cartman пишет:
Другой вопрос - а зачем это? Для гидрофобных коллекторов уже придумали что-то лучше чем закачку воды?

Э-э-э... ПАВы?

RomanK. 2146 10
Сен 13 #34

Wasteland Rat пишет:
RomanK. пишет:
Ежели вода лезет в пласт, то какой хрен фильный он или фобный

Могу Талинку в пример привести. Видимо, кто разрабатывал ее в 90-е годы, примерно так же рассуждал.

Между прочим, это потрясающий довод при любом раскладе, сделать и хитрое лицо и упомянуть какое-то месторождение.

RomanK. 2146 10
Сен 13 #35

Eric_Cartman пишет:
RomanK., идея то понятна, только не думаю что закачка воды покажет смачиваемость породы.
Все относительно, важно знать не то хорошо пласт принимает воду или плохо, а во сколько раз он принимает воду лучше/хуже чем нефть. Но закачивать нефть никто не даст :)
Опять же наличие трещин размоет все различие.

Другой вопрос - а зачем это? Для гидрофобных коллекторов уже придумали что-то лучше чем закачку воды?

Зачем? Добываешь нефть, закачиваешь воду. Такие тесты делаются.
Если фазовая по воде низкая и обычно в таких условиях и низкий коэффициент вытеснения водой (менее 0.500), то должны принять решение или о работе на истощение (можно расчитать что КИН будет ниже при закачке воды) или о смене агента вытеснения на газ, водогаз или что угодно. В проектном документе есть похеренный раздел - выбор агента нагнетания. Обычно обоснованием применения воды ложно принимается её легкая доступность.

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #36

Wasteland Rat пишет:
Eric_Cartman пишет:
Другой вопрос - а зачем это? Для гидрофобных коллекторов уже придумали что-то лучше чем закачку воды?

Э-э-э... ПАВы?

Насколько я знаю ПАВы - удовольствие дорогое и не всегда оправданное, сам Дейк вроде не верил во всякие химические добавки.
Хотя ПАВ как вариант, но даже если Вы захотите качать ПАВ, вам нужны будут лаб.данные керна, тогда гадать косвенными методами тем более нет смысла.

Ну хорошо, на истощение, газ. Есть способы :) просто выше VIT писал что: Дешевле и надежней воды пока ничего не придумали так что приходится ее качать даже где фазовые и мобильность не очень удачные. 
Я подумал может уже придумали :)

Aidos_kz 102 5
Сен 13 #37

Может быть и будет глупым вопрос, но все же ...

RomanK. пишет:
RomanK. пишет:
А что с талинкой? Всё что я знаю, это просрали продуктивность по добывающим скважинам. Что с нагнетательными интересного? При начале нагнетания не только ОФП, проводят тест на смесимость, ну и глины конечно.

Вопрос чуть далеко от темы, но связано все той же скважиной. 
Записаны с интервалов в месяц три разные PLT. Ниже приведены PLT первые два месяца, то есть результаты. 
сравнительная 1204-1405.png
Давление растет, температура стабильна, также растет обводненнсть. 20.07 был проведен еще раз PLT давление составило 424кг/см, температура стабильна, интервали не работают! Если предположить что коллектор гидрофильный, то что с ним происходит ? 

asher forever 523 11
Сен 13 #38

 

Цитата:

Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

RomanK. 2146 10
Сен 13 #39

Это похоже на ЗКЦ, снизу вода поступает без прохождения черех пласт. У вас интерпретаторы не страдают эпистолярным жанром? Почитай заключение выявлено или нет.

Aidos_kz 102 5
Сен 13 #40

RomanK. пишет:
Это похоже на ЗКЦ, снизу вода поступает без прохождения черех пласт. У вас интерпретаторы не страдают эпистолярным жанром? Почитай заключение выявлено или нет.

Первых двух отчетов был выяъвлен заколонный перток, но вот теперь что пишут в последеннем отчете PLT
"Границы перфорации по МЛМ четко не выделяются.
Башмак НКТ отбивается на глубине 3639.4м
Температура и давление на глубине 3720м составили: 80.2град С 423.9 кг/см2
Уровень воды в скважине отмечается на глубине 3673.2м, плотность воды 1.072г/см3.
Интервал перфорации 3666-3676м частично находится ниже уровня воды.
По данному комплексу ГИС , на скв 701 работающие интервалы не выделяются, только незначительные колебания на кривой плотности в интервале 3669-3670.5м могут быть связаны с работой пласта, но однозначно утверждать нельзя.
"

 

AlNikS 855 10
Сен 13 #41

asher forever пишет:
Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

Каждый кто долго разбирается со смачиваемостью рано или поздно натыкается на этот "разрыв шаблона" :) Дело в том, что ОФП не описывают всё это явление полностью. Даже если в породе только неподвижная вода, а все остальное нефть, то из-за гидрофильности она все равно "всасывает" в себя воду.

Fottt 17 8
Сен 13 #42

Цитата:

Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

A в чем несоответствие то? Видимо перевод гидрофильность/фобность все-же несколько меняет исходный смысл oil wet/ water wet rock.
А так все правильно в сугубо гидрофильном (он же strongly water-wer ) случае все поры и поровые каналы покрыты слоем воды - УВ в теории в центре пор и с поверхностью минералов не контактирует.
Гидрофобный - ровно наоборот.
Мне правда с трудом верится в существование в реальной жизни 100% "фильных" или "фобных" коллекторов - почти всегда смешанная смачиваемость.
 

asher forever 523 11
Сен 13 #43


Левый гидрофобный а правый гидрофильный?

Fottt 17 8
Сен 13 #44

Hаоборот

Antalik 1427 12
Сен 13 #45

GraigsWettabilityCriteria.png

Ещё один признак гидрофобного коллектора - по логам интерпритации водонасыщености: если в чистой нефтянной зоне водонасыщенность очень низкая (меньше 15%).

Eric_Cartman 124 8
Сен 13 #46

Aidos_kz пишет:
Может быть и будет глупым вопрос, но все же ...
Вопрос чуть далеко от темы, но связано все той же скважиной. 
Записаны с интервалов в месяц три разные PLT. Ниже приведены PLT первые два месяца, то есть результаты. 

Давление растет, температура стабильна, также растет обводненнсть. 20.07 был проведен еще раз PLT давление составило 424кг/см, температура стабильна, интервали не работают! Если предположить что коллектор гидрофильный, то что с ним происходит ? 

Мне просто интересно стало, почему стабильная температура вызывает подозрение и как на основе этого можно сказать что интервалы не работают? и если не работают, откуда дебиты? и при чем тут гидрофобность?
Прошу прощения если вопросы ламерские, объясните :)

volvlad 2091 12
Сен 13 #47

asher forever пишет:

Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

Детсадовским языком: В гидрофильном коллекторе вода не хочет покидать пласт, она его "любит")) 
Вода вытесняет нефть из более мелких пор, остаточная нефть в основном остается в более крупных порах.
 

asher forever 523 11
Сен 13 #48

volvlad пишет:
asher forever пишет:

Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

Детсадовским языком: В гидрофильном коллекторе вода не хочет покидать пласт, она его "любит")) 
Вода вытесняет нефть из более мелких пор, остаточная нефть в основном остается в более крупных порах.
 


гидрофобный коллектор плохо - нефть его не хочет покидать, гидрофильный - плохо в него вода не хочет залезать. как вообще что-то умудряются добывать не понятно

mishgan 130 11
Сен 13 #49

asher forever пишет:

Коллеги, у меня разрыв шаблона. Какой же он фильный если вода в него не проходит?

Если воспринимать породу и ее свойства с точки зрения описания в симуляторе, то фильность/фобность описывается фазовыми и капиллярными давлениями. В фильном присутствуют капиллярные давления, т.е порода смачивается преимущественно водой. И пропитывается водой. В фобном капиллярных давлений нет, водой не пропитывается.
 

Antalik 1427 12
Сен 13 #50

mishgan пишет:

Если воспринимать породу и ее свойства с точки зрения описания в симуляторе, то фильность/фобность описывается фазовыми и капиллярными давлениями. В фильном присутствуют капиллярные давления, т.е порода смачивается преимущественно водой. И пропитывается водой. В фобном капиллярных давлений нет, водой не пропитывается.
 

А нельзя разве негативное капилярное давление задавать в симуляторе?

По идеи ВНК в таком коллекторе должен быть ниже зеркала свободной воды FWL (где капиллярное давление равно 0).

Вспомнил из опыта, на одной разведочной скважине при интерпретации RFT (точки давления) получилось что зеркала свободной воды был ниже ВНК который был виден по каратажу. Первый комментарий от моего менеджера был такой, что так бывает в гидрофобных коллекторах. У нас там дальше было понятно, что это не наш случий. Но факт что такое тоже случается. 
 

Страницы

Go to top